Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа - 1984

УДК 553.981:551.736(4-191)

Условия региональной газоносности нижнепермских красноцветов Среднеевропейского бассейна

С.П. МАКСИМОВ, П.В. АНЦУПОВ, Г.X. ДИКЕНШТЕЙН, Б.А. СОЛОВЬЕВ (ВНИГНИ)

Нижнепермские красноцветные отложения представляют собой важнейший регионально газоносный продуктивный комплекс Северо-Западной Европы. Толща красноцветов выполняет одну из наиболее значительных отрицательных структур Европы - Среднеевропейский бассейн площадью более 600 тыс. км², протягивающийся от восточного побережья Великобритании вплоть до западных границ Советского Союза и охватывающий значительную часть акватории Северного моря, Нидерланды, Данию, Польско-Германскую низменность и юго-западную часть акватории Балтики. Границы бассейна на юге и юго-западе определяют выступы разновозрастных складчатых сооружений: Брабантского массива, Арденн, Рейнских сланцевых гор, Гарца, Флехтингена, Лаузица, Западных и Восточных Судет, Свентокшиских гор, на северо-востоке - тектонический шов, точнее линия Тейссейре - Торнквиста (см. рисунок).

Согласно имеющимся материалам, Среднеевропейский бассейн развит на гетерогенном складчатом основании - варисцийском на юге и каледонском на севере, осложненном массивами более ранней консолидации [1]. По мнению ряда исследователей (В.С. Журавлев, В. Е. Хаин и др.), в фундаменте бассейна широко развиты также байкальские складчатые сооружения. Таким образом, бассейн представляет собой крупнейшую структуру молодой эпипалеозойской Западно-Европейской платформы [5].

Мощность осадочного чехла бассейна превышает 10-12 км. Чехол расслоен толщей солей верхнепермского (цехштейнового) возраста на подсолевой и надсолевой комплексы. Верхи подсолевого комплекса сложены терригенными красноцветами нижней перми (ротлигендеса, или красного лежня). Именно с этими образованиями связана подавляющая часть (более 5 трлн. м³) разведанных запасов газа Западной Европы.

Нижнепермские красноцветы отличаются достаточно высокой степенью геологической изученности. В связи с этим выявленные закономерности условий продуктивности данной толщи могут быть использованы при газопоисковых работах не только в малоизученных районах этого бассейна, но и в формационных аналогах других подобных регионов.

Характерной особенностью продуктивной толщи красноцветов нижней перми Среднеевропейского бассейна является неравномерность распределения по его площади месторождений, а, следовательно, и начальных разведанных запасов газа. Большинство известных газовых месторождений приурочено к южному борту бассейна, причем наиболее крупные из них сконцентрированы в его западной части. На северном борту промышленные залежи почти неизвестны. Всего в отложениях нижней перми разведано около 100 газовых месторождений. Последние располагаются отдельными группами, каждая из которых связана с определенным крупным тектоническим элементом.

Самая западная группа месторождений, разведанная в акватории Северного моря, приурочена к впадине Соул Пит и совпадает с участком инверсионных позднемезозойских (или предкайнозойских) тектонических движений. В пределах этого района находятся газовые месторождения Лемэн (340 млрд. м³), Раф, Аметист, Вест Соул (57 млрд. м³), Даджен и др.[7].

Восточнее располагается газоносный район, связанный с областью нижнепермского Восточно-Английского палеоподнятия. Здесь выявлены месторождения Индефатигейбл (225 млрд. м³), Викинг (115-140 млрд. м³), Брокен, Бэнк, К-13.

Нидерландский газоносный район, приуроченный к обширному одноименному поднятию, принадлежит к числу важнейших по запасам районов Среднеевропейского бассейна, так как здесь, на побережье Нидерландов, располагается гигантское по запасам (1,85 трлн. м³) месторождение Гронинген. В акватории открыты также месторождения К/6, L/7, L/10-11 и др.

Следующая значительная по запасам группа газовых месторождений располагается в пределах Альтмаркского поднятия. К нему приурочено крупное месторождение Зальцведель-Пекензен и ряд более мелких по запасам месторождений-спутников: Эбсторф, Ниндорф и др.

В Предсудетском (Равич-Остжешувском) районе разведана довольно многочисленная (около 20) группа небольших по запасам месторождений: Тархалы, Богдай-Уцехув, Чешув, Равич, Заленче, Жухлув и др. [7]. Месторождения приурочены к юго-восточной центриклинали Зеленогурского палеопрогиба, к зоне его сопряжения с Волштынско-Одербрухским палеоподнятием. Залежи находятся на глубинах от 1000 до 1500 м. Скопления газа связаны с ловушками структурного типа. Залежи сводовые, массивные, высотой от 12 до 115 м, площадью от 4 до 40 км².

Газоносный район, характеризующийся в настоящее время наиболее низкой концентрацией запасов (Познанско-Яроцинский), разведан на северном склоне Волштынско-Одербрухского палеоподнятия, именуемом моноклиналью Варта [4]. Здесь обнаружено около 30 небольших газовых залежей: Уязд, Гродзиск, Калее, Кленка и др., наиболее крупная из них Уязд. Глубины залегания продуктивных отложений нижней перми в районе колеблются от 2500 до 3500 м.

Интересные данные получены по северо-восточному борту бассейна [6]. Здесь, на территории ПНР, к северо-западу от г. Торунь (зона Тейссейре - Торнквиста), в скв. Унислав ИГ-1 на глубине 4550-4561 м в красноцветной песчано-алевролитовой толще нижней перми вскрыта газовая залежь с АВПД (82,3 МПа). В газе содержится 57 % УВ (в том числе 54 % метана) и 42 % азота. Возможно, что эта залежь указывает на наличие здесь нового газоносного района.

Наиболее характерная особенность газов нижней перми - изменчивость их химического состава по площади бассейна. Газы представляют собой смесь метана и азота с незначительным содержанием других компонентов. По соотношению углеводородных и азотных компонентов в газах выделяется несколько газохимических зон. На западе и в сравнительно небольшом районе на востоке бассейна (в пределах ПНР) развиты газы, содержащие УВ 75 % и более, а азота соответственно 25 % и менее. Указанные области окаймляются полосами (разной ширины) с содержанием УВ в газах от 75 до 50 % и от 50 до 25 %. Выявленная зональность в распределении углеводородных и азотных газов является результатом сложного взаимодействия процессов их генерации, миграции и аккумуляции в отложениях саксона.

В настоящее время всеми геологами признается вторичный характер газовых скоплений в отложениях саксона, которые, накапливаясь в окислительной обстановке и характеризуясь низким содержанием РОВ, не могли служить газогенерирующей толщей [2].

В качестве газоматеринской рассматривается подстилающая толща угленосных пород силеза (верхнего карбона) и в первую очередь отложения вестфаля. Для западной части бассейна установлено, что размещение газовых залежей в отложениях саксона пространственно увязывается с зоной распространения газоматеринских осадков вестфаля. Все газовые месторождения в саксоне ФРГ, Нидерландов и акватории Северного моря располагаются в зоне развития мощных (более 1500 м) осадков вестфаля. В северном направлении мощность отложений вестфаля сокращается и на южном склоне поднятия Рингкёбинг-Фюн они выклиниваются. Их нет и в северной части акватории Северного моря, где залежи газа в образованиях нижней перми выявить не удалось. Полного соответствия ареалов газоносности и распространения угленосных отложений вестфаля нет, так как газ, мигрировавший в коллекторы нижней перми из подстилающих материнских пород, мог накапливаться в ловушках в местах отсутствия пород угленосного вестфаля, но расположенных на путях миграции [3].

Районы, находившиеся в неблагоприятных структурных условиях относительно миграционного потока и лишенные собственных источников газообразования, оказались непродуктивными. К их числу относится и поднятие Рингкёбинг-Фюн. В связи с асимметричностью бассейна, видимо, основное количество поступавших из угленосных отложений газообразных УВ мигрировало по восстанию коллекторских горизонтов саксона в южном направлении, в северном же миграция была значительно меньшей по масштабам.

Газовые месторождения, выявленные на территории Польши [8] как к северу, так и к югу от Волштынско-Одербрухского палеоподнятия формировались также в результате поступления УВ из угленосных осадков силеза осевой зоны бассейна. В пробуренной здесь скв. Вжесня ИГ-1 на глубине 4930 м встречена терригенно-угленосная толща силеза мощностью более 1000 м, которую можно рассматривать как газоматеринскую.

Газохимическая зональность является результатом как дифференциации газов на путях миграции, так и, по-видимому, поступления глубинного азота в коллекторы нижней перми. Содержание азота в газах увеличивается по мере удаления ловушек от зоны распространения угленосной фации карбона. В региональном плане установлено определенное совпадение областей развития азотных газов с зонами мощного отэнского вулканизма. Основная масса азота в газах могла образоваться в результате метаморфизма более древних палеозойских пород.

Отложения нижней перми повсеместно в пределах бассейна перекрыты достаточно мощной толщей солей цехштейна. Кроме этого основного экрана в разрезе саксона некоторых районов присутствуют внутриформационные покрышки, представленные плоха проницаемыми глинистыми и глинисто-соленосными породами. Таким образом, в отношении формирования покрышек отложения саксона практически на всей территории бассейна находятся в весьма благоприятных условиях.

Более сложный характер имеет развитие песчаных коллекторских горизонтов в пределах саксонской толщи. Полученные данные свидетельствуют о том, что основные песчаные горизонты располагаются вдоль южного борта бассейна в виде полосы шириной 50- 75 км. Часто они прослеживаются на значительные расстояния, приурочены либо к преимущественно песчаной толще (месторождения южной части акватории Северного моря и прибрежных районов Нидерландов - Вест Соул, Индефатигейбл, Гронинген и др.), залегающей под пачкой глин небольшой мощности, либо к ритмично построенной песчано-алевролито-глинистой толще (месторождения Альтмаркского района - Зальцведель-Пекензен и др.), слагающей среднюю часть разреза саксона. В Предсудетской газоносной области газовые залежи приурочены к кровле песчаников нижней перми и перекрывающим их кавернозно-трещиноватым известнякам верра серии цехштейн.

На северном склоне Волштынско-Одербрухского поднятия (Познанско-Яроцинский район) газовые залежи в ряде случаев связаны с выклинивающимися песчаниками нижней перми. Эффективная пористость коллекторов саксона обычно составляет 12-20%, проницаемость 0,0001-1 мкм². Наилучшие емкостные характеристики имеют песчаные коллекторы аллювиально-эолового происхождения в районе месторождения Гронинген, где эффективная пористость составляет в среднем 10-25%, проницаемость до 0,003 мкм². В центре бассейна наиболее выдержанные горизонты замещаются мелкокластическими породами, иногда с признаками засолонения. Здесь отмечается и интенсивное проявление процессов вторичной цементации, в том числе и в грубообломочных отложениях базальной части толщи, что приводит в совокупности к резкому ухудшению коллекторских свойств разреза. Судя по имеющимся данным, на отдельных участках северной прибортовой зоны развиты грубообломочные разности пород, которые к югу довольно быстро сменяются мелкокластическими. Коллекторские свойства первых очень изменчивы, а вторые характеризуются крайне низкими емкостными возможностями.

Особенности развития коллекторских горизонтов нижней перми в пределах бассейна в значительной мере обусловлены различиями в тектоническом строении северной и южной прибортовых зон. Южная прибортовая зона (особенно ее западная часть) имеет пологое воздымание и осложнена рядом крупных поднятий (инверсионная зона Соул, Пит, Восточно-Английское, Нидерландское и Альтмаркское палеоподнятия), с которыми связаны многочисленные локальные структуры. Восточная часть южной прибортовой зоны в современном структурном плане представляет собой Предсудетскую моноклиналь. Однако в палеоплане здесь выявлено крупное Волштынско-Одербрухское поднятие, на склонах которого до сих пор встречены лишь небольшие локальные структуры. Указанные различия в тектонике западной и восточной частей бассейна обусловлены разной активностью положительных движений в этих районах в течение пермско-кайнозойского времени: на западе происходили активные воздымания крупных структур, на востоке такие структуры вели себя пассивно и оказались погребенными.

В пределах моноклинали Варта (северный склон Волштынского поднятия) ранее сформированные небольшие локальные поднятия вследствие общего регионального прогибания в центре бассейна в значительной мере были расформированы, поэтому ловушки на моноклинали имеют очень небольшие объемы.

На территории ПНР наиболее благоприятные условия для формирования и сохранения крупных ловушек имеются в зоне Среднепольских поднятий (прежде всего, в пределах Куявского и Гельневского валов). Здесь по данным сейсморазведки развиты крупные локальные структуры, представляющие собой, очевидно, высокоемкие ловушки.

Северный борт бассейна в целом, по сравнению с южным, более крутой. Здесь крупные поднятия неизвестны. Локальные структуры, как правило, мелкие, и плотность их размещения, по-видимому, невелика. Таким образом, на основании рассмотренных критериев газоносности северный борт Среднеевропейского бассейна по отложениям нижней перми оценивается в целом менее благоприятно в отношении поисков промышленных газовых месторождений, чем южный.

Подавляющая часть запасов газа нижнепермской толщи приурочена к куполовидным (Гронинген, Зальцведель-Пекензен) или валообразным (Вест Соул, Лемэн и др.) антиклинальным поднятиям, осложненным в той или иной мере тектоническими нарушениями. Последние, являясь в ряде случаев экранирующими, создают блоковую разобщенность месторождений. Так, на месторождении Викинг установлено в различных блоках шесть положений ГВК. Иногда газоносные поднятия в целом приобретают блоковый характер (Индефатигейбл). Залежи на месторождениях сводовые, в различной степени осложненные (тектонически, стратиграфически и литологически), массивные или пластовомассивные. Размеры месторождений существенно колеблются: от 775 км²(Гронинген) до 5-10 км² (Тархалы, Равич, Заленче и др.). Наиболее значительные газоносные структуры располагаются на западе бассейна в связи с крупными поднятиями, активными в пермско-кайнозойское время. Здесь же фиксируются ловушки с максимальными амплитудами, до 300- 400 м (Гронинген, Вест Соул, Индефатигейбл, Викинг, Зальцведель-Пекензен).

В качестве типичных месторождений можно привести краткую характеристику месторождений Индефатигейбл, Лемэн, Гронинген и др.

Месторождение Индефатигейбл связано с сильно нарушенной структурой, кровля саксона в пределах которой залегает на глубинах от 2300 до 2700 м. Площадь месторождений 163 км². Поднятие и основные тектонические нарушения имеют северо-западное простирание. ГВК находится на отметке -2707 м. Этаж газоносности 396 м. Эффективная мощность коллекторов 15-128 м (в среднем 60 м). Пористость 9,3-21,6%, средняя 15 %. Проницаемость 0,0001- 2 мкм². Скважина-открывательница дала 780 тыс. м³/сут газа и 8,2 т/сут конденсата. Пластовое давление на глубине 2590 м 29,2 МПа. Газ на 98 % состоит из УВ.

Месторождение Лемэн связано с крупной (30х15 км) структурой северо-западного простирания. Высота ее 232 м. Общая мощность отложений нижней перми достигает 300 м, мощность газонасыщенной части, по-видимому, несколько меньше высоты структуры. Пористость песчаников в среднем до 15%. Дебиты отдельных скважин колеблются от 250 тыс. до 2,8 млн. м³/сут и более. Пластовые давления немного превышают гидростатические. На глубине 1981 м давление составляет 20,6 МПа. Газ содержит 95,5 %, метана и 3,57 % тяжелых УВ (ТУВ).

Структура месторождения Гронинген представляет собой брахиантиклиналь с размерами 22х40 км, сильно рассеченную разломами. Залежь газа заключена в нижнепермских песчаниках (свита слохтерн) на глубине 2800-2975 м, мощность продуктивной пачки колеблется от 100-150 м на юге до 240 м на севере. Песчаники свиты слохтерн характеризуются пористостью 10-25 % и проницаемостью до 1 и даже 3 мкм². Газ содержит 81% метана, 14% азота, 1% СО₂. Начальное пластовое давление в залежи составляло 35,5 МПа, температура 107°С.

На востоке в Предсудетской области развиты, как правило, небольшие по размерам и малоамплитудные (20- 50 м, редко 100 м и более) локальные поднятия. Наиболее крупным в районе является месторождение Богдай-Уцехув [4, 8]. Оно связано с брахиантиклинальной структурой субширотного простирания амплитудой до 150 м, разбитой многочисленными нарушениями. Газ находится в песчаниках нижней перми, а также в цехштейновых известняках верра-серии, перекрытых ангидрито-соленосными породами. Эффективная пористость песчаников составляет в среднем 13%, проницаемость достигает 0,2 мкм² (в отдельных прослоях до 1-3 мкм²). Цехштейновый известняк представлен онколитовыми кавернозными разностями мощностью свыше 10 м на крыльях структуры и до нескольких метров в сводовой ее части. Залежь массивная, высотой до 100 м. ГВК находится на глубине 1400 м. Газ содержит 49,5% метана, 0,5 % его гомологов и 48,6 % азота. Пластовое давление 16 МПа. Дебит отдельных скважин достигал 1.5 млн. м³/сут.

В Познанско-Яроцинском газоносном районе, расположенном на северном склоне Волштынско-Одербрухского поднятия [7], открытые газовые месторождения в основном связаны с ловушками антиклинального (Буковец, Гродзиск) и комбинированного (Уязд) типов. Ловушки имеют незначительные размеры, часто связаны с приразломными антиклиналями и выклинивающимися песчаниками на моноклинальном в целом склоне поднятия. Газ месторождений содержит, как правило, более 75 % метана. Пластовые давления в залежах несколько выше гидростатического. Режим месторождений газовый. Дебиты скважин в большинстве случаев небольшие, значительно колеблются. В качестве типичного можно назвать месторождение Уязд. Площадь его 7 км², газоносные песчаники вскрыты на глубине 2690 м, залежь массивная, высота ее 34 м. ГВК находится на отметке -2628 м. Пористость песчаников составляет 5,6-10,3%, проницаемость 0,002- 0,01 мкм². Газ содержит 81,2-84% метана, 0,7-1 % этана, незначительное количество тяжелых УВ и 14-18.5 % азота.

Перспективы газоносности нижнепермских терригенных образований связываются не только с уже известными районами, но и с новыми центральной и юго-восточной частей Пермского региона Польши, в частности перспективны поднятия Кутно и Равы- Мазовецкой группы структур. Развитие работ здесь сдерживается пока трудностями освоения больших глубин.

Таким образом, Среднеевропейский бассейн является регионом, в котором нижнепермские красноцветы служат классическим примером, позволяющим на основании анализа обширного фактического материала установить следующие основные закономерности газоносности красноцветных подсолевых толщ.

1. Нижнепермские красноцветы выполняют роль толщи, только аккумулирующей газообразные УВ. Генератором же их служат нижележащие отложения карбона и в первую очередь угленосная толща верхнего карбона. Она богата гумусовой органикой и продуцировала преимущественно газообразные УВ.

2. В зависимости от удаленности зон аккумуляции от зон генерации УВ четко фиксируется изменение состава газа в залежах. Чем дальше от газоматеринских толщ был путь миграции газа, тем он оказывался более обогащенным азотом. В связи с этим наблюдается зональность в распространении различных по соотношению УВ и азота газов.

3. Газовые месторождения в Среднеевропейском бассейне в основном приурочены к южной его части, где развиты более благоприятные коллекторы. Это связано с близостью складчатых областей (Англо-Фризийский и Брабантский массивы, Рейнские сланцевые горы, Гарц, Лаузиц, Судеты), которые поставляли обломочный материал. Большое значение для формирования коллекторов в красном лежне имели также и внутрибассейновые палеоподнятия (Восточно-Английское, Нидерландское, Альтмаркское, Волштынско-Одербрухское и др.). На формирование газовых скоплений оказывала влияние и асимметричность строения Среднеевропейской впадины.

4. Емкостные возможности красноцветов определяются в первую очередь фациальными условиями их формирования; коллекторы наиболее высокого класса приурочены к континентальным и мелководным фациям красноцветной формации. Наименее благоприятны в отношении развития коллекторов фации центральной части бассейна.

5. Важная роль в формировании газовых скоплений принадлежит позднемезозойско-раннетретичной инверсии тектонических движений, в результате которых растворенные в водах газы выделились в свободную фазу.

6. Наличие мощной соленосной покрышки цехштейнового возраста способствовало надежному захоронению и сохранению от разрушения сформировавшихся залежей газа.

Эти закономерности в определенной мере могут быть использованы при поисках газовых месторождений в красноцветных отложениях СССР, в частности в верхнекаменноугольно-нижнепермских юго-восточной части ДДВ, нижне-среднеюрских Амударьинской синеклизы и других регионов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дикенштейн Г.X., Соловьев Б.А., Хаин В. Е. К проблеме районирования Средней Европы по возрасту складчатого основания. - Геотектоника, 1975, № 3, с. 3-14.

2. Литология и палеогеография отложений верхнего красного лежня (саксона) Польской низменности в связи с перспективами газоносности/О.В. Снегирева, 3. Кораб, П.В. Анцупов и др. - Литология и полезные ископаемые, 1980, № 5, с. 78-92.

3. Месторождения нефти и газа Северо-Западноевропейской нефтегазоносной провинции / Г.X. Дикенштейн, В.В. Глушко, Б.А. Соловьев и др. М., Недра, 1975.

4. Новые данные о перспективах газоносности нижнепермских терригенных отложений Польши / С.П. Максимов, П.В. Анцупов, Г.X. Дикенштейн и др. - Сов. геология, 1980, № 7, с. 32-40.

5. Соловьев Б.А. Проблемы тектоники Среднеевропейского бассейна. - Геотектоника, 1982, № 5, с. 45-51.

6. Bojarski L., Marec S., Raczynska A. Gaz ziemny о najwiekszym w Polsce cisnienin zlozo- wym. Przeglad Geologiezny. Warszawa, 1981, N 5, s. 227-229.

7. European gas-into the Twentyfirst Century. Oil and Gas European Magazine. International edition of Erdoel-Erdgas-Zeitschrift. 1983, N 1, p. 15-49.

8. Geologiczna rejonizacja ropogazonosnosci regionu permskiego Polski/P. Ancupov, G. Di- kenstein, P. Karnkowski i in.-Nafta, 1980, N 11, s. 361-367.

9. Karnkowski P. Geologia naftowa Nizu Pol- skiego. Krakow. Prace Inst. Gorniotwa Naftowego i Gazownictwa. 1980. 31, s. 293.

Поступила 4/V 1984 г.